(3)2022年启动招标，年内并网项目，如山东能源 500MW海上风电、国华投资山东500MW海上风电项目、国家电投山东半岛南海上风电基地V场址500MW项目等，项目规模1.55GW。

　　按照政策要求，2021 年起，新核准(备案)的海上风电项目，中央政府不再补贴。“十四五”可再生能源规划提出，鼓励地方政府出台支持政策，积极推动近海海上风电规模化发展。目前，广东、上海、山东等省市已出台补贴政策。

　　其中，广东对2018年底前已完成核准，2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元，补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决，对2025年起并网的项目不再补贴。山东省对2022-2024年建成并网的海上风电项目，分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦;2023年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。

　　风机大型化、风场规模化是推动海上风电装机增长、成本下降的重要驱动力。欧洲风能协会(WindEurope)发布的《2020年欧洲风电统计数据》显示，欧洲新增海上风电装机平均容量从2019年的7.2MW提高到2020年的8.2MW，荷兰与比利时均达到8.7MW。

　　中国风能协会数据显示，2021年，在我国新增并网的海上风电中，6MW至7MW(不含7MW)机组占比为45.9%，6.45MW装机容量最多，新增容量占比达27.2%，6MW以下新增机组占比约42%，同比下降近37%。

　　在2022年公开招标的海上风电项目中，单机规模基本超过7MW，部分项目要求单机容量为11-12MW。如，龙源电力射阳100万千瓦海上风电项目拟采用7MW、8.5MW两种机型，华能苍南2号30万千瓦海上风电项目主流机型为8MW以上，中核汇能CZ5-1海上风电项目(605MW。)拟招采55台11MW风机。

　　在“双碳”战略推动、清洁转型指引下，国内沿海各省均积极制定海上风电发展规划。“十四五”期间，广东、山东、江苏、浙江、辽宁、 广西、福建、上海等省市分别规划新增海上风电并网装机17、5、11.74、4.55、7.75、3、4.1、1.8GW，合计约 51GW。据此测算，若规划目标达成，“十四五”期间海上风电年均新增装机10GW左右，海上风电成为新的增长点。

　　在海上风电项目布局上，可再生能源“十四五”规划明确，推动山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发，结合基地开发建设推进深远海海上风电平价示范和海上能源岛示范工程。

　　风电工程造价持续下行

　　风电项目建设进度加快

　　在风电设备制造企业提质增效、市场竞争加剧、钢材等原材料价格下行等因素的共同推动下，国内主流风机投标价格持续下行。根据金风科技公开信息显示，2022年初主流风机中标价格2267元/千瓦，3月份跌至1876元/千瓦，6月份主机中标价格维持在1700-1800元/千瓦。

　　近期，国家电投公布24个共计3.9GW风电项目中标候选人，金风科技、远景能源、明阳智能、三一重能、中国海装预中标，项目投标最高价为1992元/kW，最低价为1427元/kW，投标风机单机容量以4-5MW为主。

　　钢铁等原材料价格下行，为风电产业链价格稳定创造了条件。2022年二季度以来，塔筒主要原料板材的中厚板全国平均价格从年初的5160元/吨左右，下降至6月底4740元/吨左右，降幅达到8.1%。

　　在陆上风电投资成本结构中，风电机组占比约70%。由此，风电设备价格下行带动风电项目投资不断下降。水电水利规划设计总院在《中国可再生能源发展报告2021》中统计，2021年陆上风电单位千瓦造价平稳下降，集中式平原、山区地形风电项目单位千瓦造价分别为5800元和7200元。

　　今年以来，在钢材等原材料价格下降的驱动下，塔筒、叶片、轴承、变流器等零部件成本下降。当前主流风机设备(4-6MW机型)造价下降至2000-2500元/kW，基地项目风电项目单位千瓦造价在5000元以内。以近期EPC中标公示的内蒙古达茂旗200MW风电项目为例，该项目工程投资总额10.28亿元，项目单位千瓦造价5140元。

　　在风电项目单位千瓦造价不断下降的支撑下，平价风电投资收益率重新达到可开发基本收益率，原本不满足条件的项目，有了开发的动力。按照基地风电项目单位千瓦投资5000元测算，参照2021年风电平均利用小时2246小时，在全国平均0.3元/kWh的上网电价下，测算项目内部收益率在8%以上，高于主要风电投资企业6%的投资回报要求。但需要注意的是，随着可再生能源配置储能成为标配，在储能商业模式尚未明晰的情境下，加之可再生能源市场交易规模增加，可再生能源的投资收益仍面临新的挑战。